哈深斜1井钻井液技术①

邱春阳 叶洪超 温守云 王宝田 何兴华 司贤群

(中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司)

哈深斜1井位于准噶尔盆地西部隆起哈山山前构造带前缘冲断带，是为了解哈山前缘冲段带二叠系含油气情况而部署的一口三开定向预探井。哈深斜1井采用三开制井身结构，一开Ф444.5 mm钻头钻至井深601.00 m，Ф339.7 mm套管下深580.22 m；二开Ф311.2 mm钻头开钻，1 988.45 m造斜，钻至井深2 520.00 m中完，Ф244.5 mm套管下深2 517.35 m；三开Ф215.9 mm钻头钻至井深4 641.50 m完钻，井底井斜43.89°，水平位移1 712.83 m，造斜率为4.9°/100m，Ф139.7mm套管下深4 417.72 m完井。哈山地区地层沉积环境复杂，地应力作用明显；定向轨迹沿断层走，断层下地层破碎，井壁失稳严重；稳斜段裸眼长，井眼净化及润滑防卡难度大；潜在流体污染及高压层的存在，导致钻井液施工难度大。为确保哈深斜1井勘探顺利施工，提高探井钻探成功率、准确评价和发现哈山区块地下油气资源，急需研发与之相适宜的钻井液体系。

1 钻井液技术难点

哈深斜1井钻遇地层较多，自上而下钻遇白垩系(底深368.00 m)、八道湾组(底深569.00 m)、百口泉组(底深1 689.00 m)、乌尔禾组(底深2 579.00 m )、夏子街组(底深3 674.00 m)、风城组(底深4 268.00 m)及石炭系(底深4 641.50 m)，地质构造复杂，对钻井液性能要求较高，主要如下。

1.1 井壁稳定

(1) 山前高陡构造，地应力作用明显，局部有断层，井眼钻开后，地应力沿井眼径向方向释放，井壁垮塌，邻井在八道湾组、乌尔禾组和风城组井壁失稳严重。

(2) 定向钻进中，轨道沿断层走，断层附近地层破碎；施工中，上井壁悬空，紧靠钻井液液柱径向支撑，当发生抽吸时，上井壁失去力的平衡，加剧了井眼的坍塌。

(3) 下部地层坚硬，岩石可钻性差，长斜井段施工钻井周期长，裸眼段浸泡时间长，井壁稳定难度大。

1.2 井眼净化

(1) 研究表明，在30°～60°井段，最易形成岩屑床，而且一旦形成，难以清除。本井斜井段长，最大井斜43.89°，岩屑在井内易产生滞留层，井眼净化难度大[1]。

(2) 山前高陡构造，地层破碎，施工中产生的岩屑量大，大掉块在环空中上返困难。因此，必须及时将井底岩屑携带出来。

1.3 润滑防卡

(1) 稳斜过程中裸眼段长达2 100 m，最大井斜43.89°，施工中钻具贴靠下井壁运行，与井壁接触面积大，摩阻及扭矩增大。

(2) 井眼净化效果不好，容易形成岩屑床，润滑防卡难度大。

1.4 未知因素

(1) 风城组潜在的地层流体(如二氧化碳层等)侵入易造成钻井液污染，引发井下复杂。

(2) 储层可能存在异常高压层，易发生溢流及井喷。而上部地层承压能力薄弱，裂缝性发育，易发生上漏下喷的复杂情况。

(3) 为本区块第一口定向深井，且在山前高陡构造施工，具有一定挑战。

2 钻井液体系选择

通过调研国内定向井[2-4]及深井钻井液使用情况[5-7]，结合哈山区块钻井液施工经验，针对该井地层特点及技术难点，经过处理剂优选及性能优化，研发了铝胺抑制防塌钻井液体系。基本配方为：

(5%(w)～7%(w))膨润土+(0.3%(w)～0.5%(w))聚丙烯酰胺+(0.5%(w)～1%(w))有机胺抑制剂+(1%(w)～2%(w))铝络合物防塌剂+(2%(w)～4%(w))无水聚合醇+(2%(w)～3%(w))胶乳沥青+(3%(w)～5%(w))超细碳酸钙+(2%(w)～3%(w))抗盐防塌降滤失剂+ (3%(w)～4%(w))羧甲基磺化酚醛树脂+(0.5%(w)～1%(w))磺酸盐共聚物降滤失剂+(0.5%(w)～1%(w))双膜承压剂+(3%(w)～8%(w))油基润滑剂。

该钻井液体系的特点是抑制性好，封堵性强，具有很强的润滑性能。体系中铝络合物、有机胺及无水聚合醇分别从“化学键合[8]”“晶层镶嵌[9]”及“浊点效应[10]”方面抑制泥页岩水化膨胀；双膜承压剂和胶乳沥青复合使用，在超细碳酸钙的辅助下，通过膜封堵机理[11]和沥青的“软化点”机理[12]对地层孔隙及微裂缝进行封堵，从而达到稳定井壁的效果；油基润滑剂的加入，增强了体系的润滑性，能够降低施工中产生的摩阻和扭矩，利于定向井施工。

2.1 抑制性能评价

采用页岩膨胀实验和抑制岩屑分散实验，对铝胺抑制防塌钻井液的抑制性进行了考察，实验结果见表1。

表1 抑制性能评价

由表1可知，岩心在铝胺抑制防塌钻井液中8 h 的线膨胀高度仅为 0.64 mm，显著低于在常规聚磺钻井液中的膨胀高度(1.85 mm)；并且铝胺抑制防塌钻井液的岩屑回收率达到94.5%，显著高于常规聚磺钻井液的回收率。可见，铝胺抑制防塌钻井液抑制性强，能显著降低泥页岩的水化膨胀。

2.2 封堵性能评价

采用直径0.250～0.420 mm的石英砂作为过滤介质，分别加入常规聚磺钻井液和铝胺抑制防塌钻井液，固定后加压0.69 MPa，检验钻井液的封堵能力。实验结果见图1。

从图1可看出，铝胺抑制防塌钻井液侵入砂床的深度远低于常规聚磺钻井液，并且侵入砂床的深度随加压时间的增长变化比较平缓。这说明铝胺抑制防塌钻井液在压差下，能够快速形成承压封堵带，阻止滤液向地层的渗透。

2.3 润滑性能评价

采用润滑系数和滑块摩阻系数评价了铝胺抑制防塌钻井液体系的润滑性能，实验结果见表2。

表2 润滑性能评价

表2表明，和常规聚磺钻井液相比，铝胺抑制防塌钻井液的润滑系数和摩阻系数都比较低，润滑性能好，能够满足大位移井钻井施工的要求。

3 现场钻井液技术

3.1 井壁稳定技术

(1) 施工中使用合理的钻井液密度，通过钻井液液柱径向支撑平衡地层坍塌压力，保持井壁稳定。

(2) 加入铝络合物、无水聚合醇和有机胺，通过抑制剂“多元协同”作用，增强钻井液体系的抑制性，抑制泥岩吸水膨胀。

(3) 使用胶乳沥青和双膜承压剂，配合超细碳酸钙，使钻井液在井壁上形成薄而致密的不渗透封堵层，封堵薄弱地层，隔绝压力传递，有效发挥钻井液液柱对井壁的物理支撑作用[2-4]。

3.2 井眼净化技术

(1) 定向过程中，在保持适当黏切的前提下，提高动塑比，达到0.5以上，提高钻井液的携岩能力。

(2) 严格执行短程起下钻措施，坚持每进50～100 m，短程起下钻一次，拉通井眼，以减少岩屑床的形成。同时，在下钻到底后充分循环洗井，携带出滞留在井眼内的钻屑。

(3) 不定期地打入高黏度段塞，将岩屑及时携带出井眼，保证井眼的畅通。

3.3 润滑防卡技术

(1) 提高泥饼质量。通过加入超细碳酸钙、胶乳沥青和双膜承压剂，在井壁或近井壁带形成低渗透的泥饼，阻止液体压力向地层传递，降低黏卡的几率。

(2) 加入足量润滑剂，以提高钻井液体系的润滑防卡能力。

(3) 尽量控制钻井液的黏切，降低环空压耗，提高排量，配合工程上的短程起下钻措施，避免岩屑床的形成。

(4) 使用好固控设备，降低钻井液体系中的劣质固相含量，净化钻井液。

3.4 流变性调整

(1) 控制钻井液体系具有良好的流变性，环空中产生的循环压耗小，减小起下钻引起的压力激动。

(2) 钻进断层带时，适当提高钻井液的黏切，增强钻井液的悬浮携带能力，将掉块及时携带出，净化井眼。

(3) 优选抗盐抗钙抗高温处理剂及流型调节剂，防止钻井液污染。

4 现场施工工艺

4.1 二开(601～2 520.00 m)施工工艺

(1) 在表层套管内调整钻井液，加入0.5%(w)有机胺抑制剂、1%(w)铝络合物防塌剂、1%(w)胶乳沥青、2%(w)超细碳酸钙和1%(w)无水聚合醇，充分循环，待钻井液性能稳定后开钻。

(2) 钻井液密度控制在设计下限，进入八道湾组后控制在设计上限，利用钻井液液柱压力支撑井壁，防止井壁失稳。

(3) 直井段漏斗黏度控制在50～55 s左右，动塑比控制在0.3～0.4，适当释放钻头水马力，提高钻速；定向过程中漏斗黏度控制在55～60 s左右，动塑比控制在0.5以上，增强钻井液的悬浮携带能力，提高井眼净化效果。

(4) 进入八道湾组之前，加入2%(w)胶乳沥青、1%(w)双膜承压剂和2%(w)超细碳酸钙，对煤层进行封堵；定向后以胶液形式补充胶乳沥青和双膜承压剂，以干剂形式加入碳酸钙，增加钻井液体系对斜井段的封堵；进入乌尔禾组前一次性加入0.5%(w)有机胺和0.5%(w)铝络合物防塌剂，增强钻井液的抑制性，防止乌尔禾组水敏性泥岩膨胀缩径；进入造斜点前50 m，加入1%(w)无水聚合醇和3%油基润滑剂，增强钻井液体系的润滑性，将体系的摩阻系数降低到0.06以内。

(5) 直井段中压滤失量控制在5～6 mL左右，造斜后，中压滤失量控制在5 mL以内，防止泥页岩吸水膨胀。

(6) 中完后充分循环，待振动筛无岩屑返出后，用2%(w)油基润滑剂、1%(w)铝络合物防塌剂和2%(w)塑料小球配制封井液封住下部裸眼井段，保证电测及下套管顺利。二开钻井液性能控制情况见表3。

表3 二开钻井液性能

4.2 三开(2 520.00～4 641.5 m)施工工艺

(1) 三开在斜井段钻进，裸眼段长，钻井液密度控制在设计上限。到3 300 m时，钻井液密度增加至1.25 g/cm3，以后保持此密度至完井。

(2) 钻进中加入2%(w)抗盐防塌降滤失剂、2%(w)羧甲基磺化酚醛树脂和0.5%(w)磺酸盐共聚物降滤失剂，以后配制成高浓度胶液补充。3 300 m前高温高压滤失量控制在12 mL以内，3 300 m后高温高压滤失量控制在10 mL以内，增加钻井液对地层的防塌效果。

(3) 用4%(w)胶乳沥青和1.5%(w)双膜承压剂配成高浓度胶液，配合超细碳酸钙，按照循环周加入到钻井液中，改善泥饼质量，增加对破碎带及断层的封堵。

(4) 持续补充铝络合物防塌剂、无水聚合醇和有机胺，含量分别达到1%(w)、1%(w)和3%(w)，增加钻井液体系的抑制性，抑制泥页岩水化膨胀。

(5) 施工中漏斗黏度控制在55 s左右，动塑比控制在0.5，同时Ф3读数控制在6左右。一是增加钻井液的井眼净化效果；二是防止产生过大的循环压耗，引发井壁失稳。

(6) 钻进中补充油基润滑剂，保持其质量分数在6%以上，摩阻系数控制在0.07以内，增强钻井液体系的润滑性能，降低施工中产生的摩阻和扭矩。

(7) 根据施工中的摩阻和扭矩情况，不定期地打入高黏度段塞(配方：井浆+1%(w)双膜承压剂+1%(w)磺酸盐共聚物降滤失剂+1%(w)铝络合物防塌剂+3%(w)油基润滑剂)，配合高速旋转钻具，破坏可能形成的岩屑床，将钻屑及时携带出井眼，保证井眼的畅通。

(8) 每次起钻前，用防塌封井浆封井，封井浆配方：井浆+2%(w)胶乳沥青+1%(w)双膜承压剂+1%(w)铝络合物防塌剂。同时，钻井液密度较钻进中提高0.02 g/cm3，增加钻井液对斜井段的支撑防塌效果。

(9) 完井后，用2%(w)胶乳沥青、1%(w)双膜承压剂、2%(w)磺甲基酚醛树脂和2%(w)塑料小球配制封井浆封井，保证电测及下套管施工顺利。三开钻井液性能见表4所示。

表4 三开钻井液性能

5 应用效果

(1) 定向过程中井壁稳定，井下安全，无憋、跳、卡和泵压升高现象，起下钻无阻卡。特别是三开斜井段长达2 000 m，井壁浸泡时间达100天，多次起下钻都无阻卡现象，井壁稳定。

(2) 全井电测6次，一次成功率100%；下套管一次到底；取心收获率98.60%；二开平均井径扩大率为8.10%，三开平均井径扩大率为3.70%，井身质量好。

(3) 提高了钻井时效。该井预计钻井周期为207.14天，实际钻井周期为171.83天，时效提高了10%。同邻井相比，本井的钻井周期最短，钻机月速高。具体情况见表5。

表5 邻井钻井时效情况

6 结论和认识

(1) 针对哈深斜1井地层特点及钻井液技术难点，研发了铝胺抑制防塌钻井液体系。该体系抑制性、封堵性强，润滑性能好，能适应哈山高陡地区的地质特点，满足哈深斜1井定向施工的要求。

(2) 现场通过采用合理密度支撑、多元协同抑制、双重封堵及调控钻井液流变性措施，保证了哈深斜1井顺利施工，解决了乌尔禾组泥岩水化膨胀导致井壁失稳和山前高陡构造带定向施工中的井壁垮塌难题。

(3) 保证钻井液具有良好的流变性和适宜的动塑比，辅助短程起下钻及推稠塞等措施，及时修整井壁，破坏岩屑床，解决了大斜度井的井眼净化问题；优质的泥饼及配合油基润滑剂，降低了施工中摩阻系数和扭矩，满足了大斜度长裸眼井段的润滑防卡要求。

(4) 保持定向长裸眼井段井壁稳定的关键是钻井液具有良好的封堵性和抑制性，基础是钻井液具有良好的流变性，前提是必须保持钻井液液柱对地层的正压差。

(5) 有机胺抑制性强，不但能抑制岩屑的水化分散，同时对钻井液配浆黏土粒子也有很强的抑制作用，因此必须控制其加量。现场施工表明，有机胺的质量分数达到1%时，足以抑制泥岩的水化，用量过多会降低钻井液的封堵效果和悬浮携带能力。

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